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DÉCIO TOMASULO DE VICENTE APLICAÇÃO DOS PADRÕES DA NORMA IEC 61850 A SUBESTAÇÕES COMPARTILHADAS DE TRANSMISSÃO/DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Dissertação apresentada à Escola Politécnica da Universidade de São Paulo para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica São Paulo 2011 DÉCIO TOMASULO DE VICENTE APLICAÇÃO DOS PADRÕES DA NORMA IEC 61850 A SUBESTAÇÕES COMPARTILHADAS DE TRANSMISSÃO/DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA Dissertação apresentada à Escola Politécnica da Universidade de São Paulo para obtenção do título de Mestre em Engenharia Elétrica Área de Concentração: Sistemas de Potência Orientador: Prof. Dr. Eduardo César Senger São Paulo 2011 Este exemplar foi revisado e alterado em relação à versão original, sob responsabilidade única do autor e com a anuência de seu orientador. São Paulo, 15 de dezembro de 2011. Assinatura do autor ____________________________ Assinatura do orientador _______________________ FICHA CATALOGRÁFICA Vicente, Décio Tomasulo de Aplicação dos padrões da norma IEC 61850 a subestações compartilhadas de transmissão/distribuição de energia elétrica / D.T. de Vicente. -- ed.rev.-- São Paulo, 2011. p. Dissertação (Mestrado) - Escola Politécnica da Universidade de São Paulo. Departamento de Engenharia de Energia e Auto- mação Elétricas. 1.Cogeração de energia elétrica 2.Subestações elétricas I.Universidade de São Paulo. Escola Politécnica. Departamento de Engenharia de Energia e Automação Elétricas II.t. AGRADECIMENTOS Aos meus pais e à minha família pelo apoio. Ao professor Dr. Eduardo César Senger pela orientação e pelo apoio. Aos professores Dr. Aderbal de Arruda Penteado Junior e Dr. Mário César Giacco Ramos pelo incentivo na realização do mestrado. À Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista pela oportunidade e disponibilização de tempo e recursos necessários para o desenvolvimento deste trabalho. A todos que trabalham ou trabalharam comigo nesta companhia. Ao professor Dr. Alberto Bianchi Junior, à pesquisadora do CPqD engenheira M.Sc. Patrícia Lopes Cavalcante e ao engenheiro M.Sc. Mário Roberto Bastos pelo incentivo e apoio na dissertação. À Schweitzer Engineering Laboratories, à SPIN Engenharia e à ECIL Informática pelo apoio de seus profissionais e pelo fornecimento de recursos para o desenvolvimento prático deste trabalho. Ao Guilherme Manna César pelas correções no abstract. E a todos que direta ou indiretamente contribuíram para conclusão deste trabalho. RESUMO Os objetivos deste trabalho são apresentar e avaliar o projeto de uma subestação focando o compartilhamento da instalação, dos equipamentos e particularmente das informações entre empresas de transmissão e distribuição de energia, o que gera implicações relativas à segurança de acesso aos dados, à segurança na manutenção e operação e à divisão das responsabilidades técnicas. A necessidade desse tipo de projeto vem se tornando frequente no estado de São Paulo à medida que cresce o acesso ao sistema de transmissão pelas usinas térmicas das empresas do setor sucroalcooleiro, em concordância com as resoluções normativas da Agência Nacional de Energia Elétrica. O trabalho propõe a configuração de funções de supervisão e proteção utilizando a troca de informações entre os agentes através do serviço de mensagens prioritárias previsto na norma IEC 61850, em substituição aos relés auxiliares e ao painel de interface que utiliza cabos de cobre. Tendo a segurança como ponto principal de discussão quando se deseja conectar duas redes de comunicação de empresas diferentes, são avaliadas, através de simulações, as operações das lógicas de proteção, o acesso aos dados, e a troca de informações de supervisão. Algumas tecnologias apresentadas já são amplamente utilizadas na área de Tecnologia da Informação, como os requisitos de segurança digital e que, se utilizados em sistemas baseados na IEC 61850 sem impactar significantemente na performance e nos custos, apresentam enormes vantagens para os sistemas digitalizados das subestações. Por fim, são apresentadas as diferenças e os benefícios de se utilizar os recursos da norma para um projeto tão particular. Palavras-chave: IEC 61850. Subestações. Cogeração de energia. ABSTRACT The aims of this study are to present and to evaluate the design of a substation, focusing on the sharing of the installation, equipments, and particularly on the information between transmission and distribution energy companies. This will highlight implications for data access security, along with the security concerning maintenance and operation of a substation and the division of technical responsibilities. The need for this type of project is becoming common in the state of São Paulo as the access to the transmission system by thermal power plants of sugar companies increases, in accordance with the normative resolutions of the Agência Nacional de Energia Elétrica. The study proposes the configuration of supervision and protection functions using exchange of information between agents via priority messaging service provided by IEC 61850 instead of the auxiliary relays and panel interface that uses copper wires. When connecting two communication networks of different companies while considering safety as the main issue, simulations are conducted to evaluate protection logic operations, data access and supervision data exchange. Certain technologies presented here are already widely used in Information Technology, such as the cyber security requirements. When utilized in IEC 61850 based systems without significantly impacting performance and costs, these cyber security requeriments present great advantages for the substations’ digitalized systems. Finally, differences and benefits are considered for the use of the resources of the norm for such a particular project. Keywords: IEC 61850. Substations. Cogeneration LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Relé eletromecânico da General Electric de proteção de sobrecorrente temporizado e instantâneo ............................................................................................................................. 20 Figura 2 - Relé estático da ASEA de proteção de distância ..................................................... 22 Figura 3 – Relé digital multifunção da Schweitzer Engineering Laboratories ........................ 24 Figura 4 - Estrutura de dados definida pela norma ................................................................... 31 Figura 5 – Característica de transmissão das mensagens GOOSE ........................................... 32 Figura 6 – Mensagem GOOSE publicada em data sets ........................................................... 32 Figura 7 - Arquivos padronizados pela IEC 61850 .................................................................. 34 Figura 8 – Diagrama unifilar de uma subestação padrão para seccionamento em 138kV ....... 43 Figura 9 – Configuração final dos disjuntores na transferência de proteções .......................... 52 Figura 10 – Interface física de compartilhamento de informações .......................................... 54 Figura 11 – Painel de interface com pontos de proteção, supervisão e circuitos de tensão e corrente ..................................................................................................................................... 55 Figura 12 – Quantidade de cabos nas entradas e saídas dos IEDs ........................................... 56 Figura 13 – Detalhe dos bornes seccionáveisno painel de interface lado da distribuidora ..... 56 Figura 14 – Detalhe dos bornes seccionáveis no painel de interface lado da transmissora ..... 57 Figura 15 – Quantidade de cabos no painel de interface para efetuar as interligações ............ 57 Figura 16 – Quantidade de relés auxiliares nos painéis ............................................................ 58 Figura 17 – Quantidade de relés auxiliares no painel de linha de transmissão ........................ 58 Figura 18 – Relés auxiliares no painel da proteção de barras .................................................. 59 Figura 19 – Princípio da transmissão de luz no interior de uma fibra ...................................... 60 Figura 20 – Exemplo de segmentação de uma rede através de VLANs ................................... 63 Figura 21 – Identificação do identificador de VLAN no pacote de dados ............................... 63 Figura 22 – Arquitetura de testes .............................................................................................. 66 Figura 23 – Arquitetura de testes montada em laboratório ...................................................... 67 Figura 24 – Portas, IPs e VLANs configuradas para a arquitetura de testes ............................ 69 Figura 25 – Característica da configuração de VLANs nas portas do switch .......................... 72 Figura 26 – Endereços MAC das portas e o envio de GOOSE pela porta 5D ......................... 74 Figura 27 – Porta 5C ativa e o envio de GOOSE permanece com o endereço MAC da 5D .... 75 Figura 28 – Teste de ping com apenas uma porta ativa no IED ............................................... 76 Figura 29 – Configuração do filtro por endereço MAC nas portas do switch .......................... 77 Figura 30 – Acesso às propriedades da placa Intel PRO/100 ................................................... 78 Figura 31 – Configuração da VLAN na placa de rede do computador da transmissora .......... 78 Figura 32 – Teste da proteção de falha de disjuntor ................................................................. 79 Figura 33 – Configurando o data set com o ponto CCOUT1 simulando o disparo da proteção de falha de disjuntor ................................................................................................................. 80 Figura 34 – Configurações para publicação do GOOSE de falha de disjuntor ........................ 80 Figura 35 – Janela de preferências da transmissão do GOOSE ............................................... 82 Figura 36 – Assinatura do GOOSE pela transmissora com o ponto para disparo da proteção de falha de disjuntor ...................................................................................................................... 83 Figura 37 – Pacotes com o GOOSE de falha de disjuntor capturados pelo programa Ethereal .................................................................................................................................................. 84 Figura 38 – Teste da transferida do disparo da proteção para o disjuntor paralelo .................. 85 Figura 39 – Configurando o data set com o ponto de trip do IED da transmissora ................. 85 Figura 40 – Configurações para publicação do GOOSE de disparo para a transferência de proteção .................................................................................................................................... 86 Figura 41 – Assinatura do GOOSE pela distribuidora com o ponto de disparo para a transferência de proteção .......................................................................................................... 86 Figura 42 – Pacotes com o GOOSE da transferência de proteção capturados pelo programa Ethereal .................................................................................................................................... 87 Figura 43 – Associação do Push Button 1 ao trip do IED da transmissora .............................. 88 Figura 44 – Análise do comportamento do GOOSE com a atuação do trip no IED da transmissora .............................................................................................................................. 89 Figura 45 – Teste de troca de dados da distribuidora para a transmissora ............................... 90 Figura 46 – Canal de entrada de tensão fase A e neutro no IED SEL 451-4 ........................... 91 Figura 47 – Configurando a relação de transformação no IED SEL 451-4 da distribuidora ... 91 Figura 48 – Visualizando a tensão em kV no display do IED da distribuidora ....................... 92 Figura 49 – Visualizando a tensão VA em kV do IED no programa Acselerator Quickset .... 92 Figura 50 – Configurando o data set com o ponto de tensão da fase A do IED da distribuidora .................................................................................................................................................. 93 Figura 51 – Configurações para publicação do GOOSE com o data set da tensão da fase A . 93 Figura 52 – Assinatura do GOOSE com o data set da medida analógica tensão ..................... 94 Figura 53 – Mapeando a medida analógica RA001 no IED da transmissora ........................... 95 Figura 54 – Botões frontais configurados para mudar o estado dos equipamentos ................. 95 Figura 55 – Visualização dos equipamentos no IED da distribuidora ..................................... 96 Figura 56 – Configurando o data set com os estados dos equipamentos ................................. 97 Figura 57 – Configurações para publicação do GOOSE com o data set dos estados dos equipamentos ............................................................................................................................ 97 Figura 58 – Assinatura do GOOSE pelo IED da transmissora com os estados dos equipamentos ............................................................................................................................ 99 Figura 59 – Pontos auto publicados do IED da transmissora ................................................... 99 Figura 60 – Pacotes com o GOOSE da medida analógica capturados pelo programa Ethereal ................................................................................................................................................ 100 Figura 61 – Pacotes capturados pelo programa Ethereal contendo o GOOSE dos equipamentos .......................................................................................................................... 101 Figura 62 –Mapeando a medida analógica de tensão ............................................................. 101 Figura 63 –Mapeando o estado desligado do disjuntor 24-1 .................................................. 102 Figura 64 –Mapeando o estado fechado do seccionador 28 ................................................... 102 Figura 65 –Mapeando o estado fechado do seccionador 26 ................................................... 103 Figura 66 – Utilizando o endereço MAC da transmissora no computador da distribuidora .. 104 Figura 67 – Endereço MAC do computador configurado no switch da distribuidora ............ 104 Figura 68 – Endereço MAC do computador configurado no switch da transmissora ............ 105 Figura 69 – Arquitetura em anel com redundância ................................................................ 106 LISTA DE TABELAS Tabela 1 –Endereçamento multicast recomendado pela norma ............................................... 33 Tabela 2 – Tipo de portas do switch ......................................................................................... 70 Tabela 3 – Regras de egresso das portas do switch .................................................................. 70 Tabela 4 – Regras de ingresso das portas do switch .................................................................71 Tabela 5 – Normas NERC CIP de segurança cibernética ........................................................ 73 Tabela 6 – Indicação de estado duplo ....................................................................................... 98 LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica CCD Contrato de Conexão à Distribuição CCT Contrato de Conexão à Transmissão CID Configured IED Description CIM Common Information Model CIP Critical Infrastructure Protection CLP Controlador Lógico Programável CUSD Contrato de Uso do Sistema de Distribuição CUST Contrato de Uso do Sistema de Transmissão DIT Demais Instalações da Transmissão DNP Distributed Network Protocol FACTS Flexible AC Transmissions Systems FTP File Transfer Protocol GOOSE Generic Oriented Object Substation Event GPS Global Positioning System GSSE Generic Substation Status Event HTTP Hypertext Transfer Protocol ICCP Inter-control Center Communication Protocol ICD IED Capability Description ICMP Internet Control Message Protocol IEC International Electrotechnical Commission IED Intelligent Electronic Device IEEE Institute of Electrical and Electronics Engineers IRIG Inter Range Instrumentation Group ISO International Organization for Standardization kV quilo Volt LAN Local Area Network LED Light-Emmiting Diode MAC Media Access Control MMS Manufacturing Message Specification NERC North American Electric Reliability Corporation ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico OSI Open Systems Interconnection PCH Pequenas Centrais Hidrelétricas PING Packet Internet Groper PMU Phasor Measurement Unit PROINFA Programa de Incentivos às Fontes Alternativas de Energia Elétrica QoS Quality of Service RAP Receita Annual Permitida REA Resolução Autorizativa REN Resolução Normativa RSTP Rapid Spanning Tree Protocol SAS Substation Automation System SCADA Supervisory Control and Data Acquisition SCD Substation Configuration Description SCSM Specific Communication Service Mapping SEL Schweitzer Engineering Laboratories SEP Sistema Elétrico de Potência SIN Sistema Interligado Nacional SNMP Simple Network Management Protocol SNTP Simple Network Time Protocol SOE Sequence of Events SOTF Switch Onto Fault SSC Sistema de Supervisão e Controle SSD System Specification Description SSH Secure Shell SSL Secure Socket Layer ST Straight Tip TASE Telecontrol Application Service Element TC Transformador de Corrente TI Tecnologia da Informação TP Transformador de Potencial UAC Unidade de Aquisição e Controle UCA Utilities Communication Architecture UTE Usina Térmelétrica de Energia UTP Unshielded Twisted Pair UTR Unidade Terminal Remota VID VLAN Identification VLAN Virtual Local Area Network WAN Wide Area Network XML Extensible Mark-up Language SUMÁRIO 1 Introdução ...................................................................................................... 16 2 A modernização das subestações de energia ............................................... 18 2.1 Proteção dos sistemas elétricos de potência ................................................................ 18 2.2 Sistemas de automação ................................................................................................. 25 2.3 Sistemas de supervisão e controle ................................................................................ 26 2.4 Os protocolos de comunicação ..................................................................................... 27 2.5 O papel da norma IEC 61850 na modernização das subestações ............................. 28 2.5.1 Requisitos gerais ..................................................................................................... 30 2.5.2 A estrutura dos dados ............................................................................................ 30 2.5.3 Serviços de mensagens da norma IEC 61850 ...................................................... 31 2.5.4 Configuração da arquitetura de comunicação .................................................... 34 3 Subestações compartilhadas ......................................................................... 35 3.1 O acesso ao SIN ............................................................................................................. 35 3.2 Resoluções normativas da ANEEL ............................................................................. 36 3.2.1 Resolução normativa N° 68 da ANEEL ............................................................... 37 3.2.2 Resolução normativa N° 312 da ANEEL ............................................................. 37 3.3 Acesso às DITs ............................................................................................................... 37 3.4 Resoluções autorizativas da ANEEL ........................................................................... 39 3.5 Cogeração ...................................................................................................................... 39 3.5.1 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica ................. 40 3.5.2 Usinas termelétricas de biomassa ......................................................................... 41 3.6 Arranjo físico das subestações compartilhadas ......................................................... 42 3.7 Funções de proteção aplicadas na subestação compartilhada .................................. 44 3.7.1 Proteção de Distância ............................................................................................. 45 3.7.2 Religamento automático das linhas ...................................................................... 45 3.7.3 Proteção de sobrecorrente direcional ................................................................... 45 3.7.4 Teleproteção ............................................................................................................ 46 3.7.5 Proteção de sobretensão ........................................................................................ 46 3.7.6 Proteção de subtensão ............................................................................................ 47 3.7.7 Proteção de fechamento sob falta ......................................................................... 47 3.7.8 Proteção de barras ................................................................................................. 47 3.7.9 Proteção de Falha de Disjuntor............................................................................. 48 3.7.10 Proteção do transformador e dos geradores ...................................................... 49 3.8 O compartilhamento de informações entre os agentes .............................................. 49 3.8.1 Intertravamentos .................................................................................................... 50 3.8.2 Esquema de falha de disjuntor .............................................................................. 50 3.8.3 Proteção diferencial de barras .............................................................................. 51 3.8.4 Transferência de proteção ..................................................................................... 51 3.8.5 Medidas analógicas ................................................................................................ 53 3.8.6 Estados dos disjuntores e seccionadores .............................................................. 54 3.8.7 A interface física para o compartilhamento de informações .............................. 54 3.8.8 A interface lógica para o compartilhamento de informações ............................ 60 3.8.9 Considerações finais sobre asinterfaces de compartilhamento ......................... 64 4 Avaliação da solução baseada na interface lógica para compartilhamento de informações entre os agentes ...................................................................... 66 4.1 Implantação da arquitetura de testes .......................................................................... 68 4.1.1 Configuração dos switches ..................................................................................... 69 4.1.2 Configuração dos IEDs .......................................................................................... 73 4.1.3 Configuração das interfaces de rede dos computadores .................................... 77 4.2 Testes realizados ........................................................................................................... 79 4.2.1 Simulação da proteção de falha de disjuntor ...................................................... 79 4.2.2 Simulação da transferência de proteção .............................................................. 85 4.2.3 Simulação das informações para operação em tempo real ................................ 90 4.2.4 Visualizando os dados compartilhados ................................................................ 99 4.2.5 Teste de intrusão .................................................................................................. 103 4.3 Recomendações de segurança .................................................................................... 105 4.4 Implementação em arquitetura de redundância ...................................................... 106 5 Conclusão ...................................................................................................... 107 16 1 Introdução Nas últimas décadas, todas as áreas do conhecimento humano têm passado por profundas modificações fruto da evolução da informática, da eletrônica digital e da Tecnologia da Informação (TI). Na engenharia elétrica não foi diferente, e a norma da International Electrotechnical Commission (IEC), 61850 - Communication networks and systems in substations, surgiu para aplicar um novo conceito, mudando a forma como são elaborados os projetos de automação, bem como a operação e a manutenção das subestações de energia. A implantação desta nova concepção em subestações que serão compartilhadas por empresas de transmissão e distribuição de energia, levanta questões sobre a segurança de acesso aos dados e a segurança na operação destas instalações no Sistema Interligado Nacional (SIN). Os meios de compartilhamento empregados hoje ainda são conservadores e por isso os atuais pontos de discussão, envolvendo a substituição definitiva dos atuais sistemas utilizando cabos elétricos, por sistemas de redes de dados via fibra óptica são estudados e avaliados. O trabalho tem, portanto, os objetivos de apresentar e avaliar como estão sendo desenvolvidos os projetos de subestações instaladas em usinas termelétricas de energia, focando principalmente os meios de compartilhamento das informações referentes aos sistemas de proteção, supervisão e controle entre as empresas envolvidas na operação destas instalações. A alternativa proposta neste trabalho, com a utilização dos conceitos apresentados na IEC 61850 para compartilhamento dessas informações, foi avaliada em laboratório, através de uma plataforma de testes que simula parte dos sistemas de uma subestação. Através dessa simulação avaliou-se a segurança na operação das lógicas de proteção, no acesso aos dados, e na troca de dados de supervisão. A estrutura deste trabalho é composta por cinco capítulos incluindo este primeiro introdutório. O segundo capítulo aborda os detalhes da evolução dos sistemas de proteção e automação das subestações ao longo dos anos. Primeiramente, é descrita a evolução dos sistemas que compõem as subestações de energia, nas áreas de proteção, supervisão e operação. Em seguida, são apresentados os conceitos da norma IEC 61850, sendo que os tópicos principais de mudança ficam visíveis e permitem a comparação com os projetos convencionais de subestações. 17 No terceiro capítulo, o conceito de subestação compartilhada é apresentado. O intuito é mostrar porque há uma divisão de responsabilidades e como são feitas as separações entre os sistemas de proteção e de supervisão das empresas envolvidas na operação e na manutenção da subestação. No quarto capítulo é apresentada a proposta para compartilhamento dos dados entre os agentes envolvidos. Apresentam-se também os resultados dos testes de laboratório que visam demonstrar que a norma IEC 61850 permite essa troca de dados entre os sistemas, via rede de comunicação, provendo, desde que bem implementada, a segurança desejada entre as partes. Por último temos o quinto capítulo no qual, os benefícios e as deficiências, tanto do projeto convencional quanto do projeto baseado na nova tecnologia, são identificados e discutidos. 18 2 A modernização das subestações de energia A área específica da engenharia elétrica denominada de Sistemas de Potência tem acompanhado a evolução tecnológica durante as últimas décadas, porém de forma mais lenta e conservadora do que a observada em outras áreas, por exemplo, a de telecomunicações. Entretanto, a experiência mundial está demonstrando que a norma IEC 61850, desde seu advento em 2002, tem revolucionado os projetos e a operação das subestações trazendo, para essa área a aplicação da tecnologia dos sistemas de informação, tais como a utilização das redes de comunicação de dados de alta velocidade e de alta disponibilidade. Os primeiros sistemas de geração, transmissão e distribuição de energia utilizavam equipamentos baseados em tecnologia eletromecânica para proteger, comandar e operar subestações de todos os portes. Estes sistemas trabalhavam isolados e a subestação não fornecia informações suficientes para uma operação remota, por exemplo. Com o surgimento e a aplicação dos semicondutores nas indústrias e com a evolução dos computadores, uma nova realidade começou a tomar conta das empresas de energia. A convergência de diversos sistemas isolados, mostra a tendência futura de criação de um único sistema de automação, controle e proteção para as subestações, denominado pela norma IEC 61850 de Substation Automation System (SAS). Os sistemas baseados na IEC 61850 utilizam uma modelagem orientada a objetos, dos diversos dados da subestação, disponibilizando assim uma quantidade de informação superior à encontrada nos sistemas baseados na tecnologia eletromecânica ou eletrônica. Ao mesmo tempo, a disponibilidade desta informação permite às empresas de energia elétrica desenvolverem novas aplicações que aumentam a capacidade de gerenciamento de ativos, tornam mais rápidas a localização de faltas e o restabelecimento dos equipamentos afetados, além de reduzirem as perdas. (1) Nos itens a seguir é discutida a evolução dos sistemas de proteção e automação das subestações. 2.1 Proteção dos sistemas elétricos de potência Denomina-se Sistemas Elétricos de Potência (SEP), o conjunto de equipamentos constituído por geradores, transformadores, disjuntores, linhas de transmissão, subtransmissão e 19 distribuição que tem o objetivo de fornecer a energia elétrica aos consumidores de forma contínua, confiável e econômica com o mínimo de interrupção possível. (2) O objetivo dos sistemas de proteção de um SEP é isolar o equipamento defeituoso de forma rápida, confiável e interrompendo o menor trecho possível da rede, evitando com isso, grandes perdas de carga. Além de salvaguardar os equipamentos que compõe o sistema, também tem o objetivo de salvaguardar as vidas humanas. Para isto devem atender certos requisitos mínimos: (3) a) confiabilidade: a proteção deve operar corretamente e somente quando solicitada;b) sensibilidade: a proteção diferencia a mínima condição anormal da máxima normal; c) velocidade: a proteção isola rapidamente a área defeituosa; d) seletividade: a proteção deve atuar de forma a desligar o menor trecho possível de rede, necessário para isolar a falta. As causas dos defeitos no SEP podem surgir sob a forma de: (2) a) sobrecarga: é o aumento da corrente solicitada pela carga provocando aumento da temperatura dos componentes da rede acima de um limite especificado; b) curto circuito: são provocados por descargas atmosféricas, falhas de isolação, objetos estranhos sobre as linhas de transmissão etc.; c) surtos: são tensões ou correntes elevadas provocadas principalmente por correntes de magnetização de transformadores, partidas de motores, chaveamentos, rejeições bruscas de carga etc. Estes defeitos se não forem prontamente eliminados poderão causar sérias avarias nos equipamentos e comprometer a segurança das pessoas. Os relés de proteção são os dispositivos responsáveis por detectar e localizar a ocorrência de defeitos na rede. Ao longo das décadas, inicialmente os relés de proteção foram implementados baseados na tecnologia eletromecânica, em seguida na tecnologia de estado sólido e atualmente na tecnologia digital. Os equipamentos baseados em cada uma dessas três tecnologias são brevemente comentados a seguir. 20 Os relés eletromecânicos foram os primeiros equipamentos a realizarem funções de proteção nos sistemas elétricos e eram compostos de bobinas elétricas e molas, utilizando os princípios do equilíbrio de conjugados. As técnicas utilizadas seguindo estes princípios eram: a) atração eletromagnética: comparador de amplitude; b) indução eletromagnética: comparador de fase. Esses equipamentos, como o mostrado na figura 1, exigiam cuidados na instalação e no seu ajuste pois pequenas peças mecânicas eram usadas na sua montagem. Além disso, um relé suportava apenas uma ou duas funções de proteção, o que exigia a utilização de outros para funções de retaguarda por exemplo, exigindo mais cabos e mais espaço físico nos painéis. Figura 1 - Relé eletromecânico da General Electric de proteção de sobrecorrente temporizado e instantâneo Descrição das partes integrantes do relé eletromecânico da figura 1: (4) 1. Conjunto de taps 2. Parafuso de ajuste dos taps 3. Bandeirola de sinalização da unidade temporizada 4. Rearme manual das bandeirolas 5. Contato fixo 6. Freio magnético 7. Moldura 21 8. Bandeirola da unidade instantânea 9. Seletor de tempo 10. Parafuso de ajuste para núcleo magnético 11. Ajuste de tap para a bobina da bandeirola 12. Mola espiral 13. Suporte para mola espiral 14. Disco de indução 15. Bobina de corrente montada sobre núcleo magnético em forma de U 16. Contato móvel solidário ao disco de indução Estes relés ainda são encontrados em uso em diversas empresas tanto no Brasil como em outros países. Porém, a falta de mão de obra especializada e de peças de reposição faz com que aos poucos sejam substituídos por equipamentos mais modernos. Com o desenvolvimento dos semicondutores, surgiram os primeiros relés eletrônicos, também conhecidos como relés estáticos por não possuírem partes móveis. Estes relés já não utilizavam peças mecânicas em movimento, porém exigiam outros cuidados de instalação, como por exemplo, um melhor controle da temperatura, da umidade e principalmente das interferências eletromagnéticas. Do mesmo modo que ocorre hoje com a IEC 61850, levou-se algum tempo para aceitação desta tecnologia pelas empresas de energia. Os elementos básicos que constituem um relé eletrônico são: (5) a) unidade conversora: é a unidade de entrada do relé que permite o condicionamento do sinal de forma a adequar as grandezas aos níveis compatíveis com a eletrônica do relé. Nessa unidade têm-se os transformadores de entrada que possibilitam o isolamento galvânico entre os secundários dos Transformadores de Corrente (TC) ou dos Transformadores de Potencial (TP) e a eletrônica do relé. Os filtros também são instalados nesta unidade; b) unidade de medição: onde se processa a medição de modo a determinar se há ou não um defeito no equipamento protegido. Nesta unidade é que se implementa a característica do relé; c) unidade de saída: após a operação da unidade de medição, torna-se necessária a presença de um elemento que permita a realização do disparo no disjuntor. Essa 22 unidade é também importante face às solicitações que aparecem no circuito de abertura do disjuntor, que podem vir a danificar a eletrônica do relé. A corrente necessária para energizar a bobina de desligamento do disjuntor requer normalmente contatos robustos; d) alimentação: a alimentação da eletrônica do relé é normalmente feita pelo sistema de corrente contínua da subestação e o relé normalmente possui em sua unidade circuitos que realizam a regulação de modo a garantir sua operação precisa e eficiente. Figura 2 - Relé estático da ASEA de proteção de distância Descrição das partes integrantes do relé estático mostrado na figura 2: (4) 1. Unidade de entrada 2. Unidade de sobrecorrente 3. Unidade seletora de fase 4. Unidade de ajuste de corrente 5. Unidade de ajuste de tensão 6. Unidade de tempo entre eventos 7. Unidade extra de medição 8. Unidade de memória 9. Unidade de medida e indicação 23 10. Unidade de saída 11. Chave de teste 12. Conversor de alimentação auxiliar Estes equipamentos foram utilizados por pouco tempo no setor elétrico devido à pouca aceitação e ao aparecimento em seguida dos relés de proteção digitais. Com o advento dos microprocessadores surgiram os primeiros relés digitais. Esses equipamentos utilizam em seus algoritmos os princípios dinâmicos dos relés eletromecânicos somados à evolução da eletrônica digital. Hoje os relés digitais, como o da figura 3, são denominados de Dispositivos Eletrônicos Inteligentes e agregam além das funções de proteção, funcionalidades adicionais de outros equipamentos, tais como: a) relés auxiliares; b) registradores de Sequenciamento de Eventos – Sequence of Events (SOE) c) registradores de perturbação; d) medição de grandezas analógicas; e) monitores de disjuntores; f) comutadores de tap; g) monitores de qualidade de energia; h) Unidades de Medição Fasorial – Phasor Measurement Units (PMU); i) processadores de comunicação; j) Controladores Lógicos Programáveis; k) reguladores de tensão; l) Controladores de Flexible AC Transmissions Systems (FACTS); m) anunciadores de alarmes. 24 Figura 3 – Relé digital multifunção da Schweitzer Engineering Laboratories Um exemplo de relé digital, mostrado na figura 3, é o SEL 451 fabricado pela empresa Schweitzer Engineering Laboratories, o qual é composto por: 1. Porta de comunicação serial para acesso à configuração e parametrização 2. Display para acesso às medições e às informações do relé 3. Light-Emmiting Diode (LED) para indicação de alarmes e estados 4. Botões de acesso e controle 5. Botões de controle do bay Os relés digitais hoje já estão bastante difundidos, sendo aplicados tanto em novos projetos como em substituição aos antigos relés eletromecânicos e estáticos. Entre as vantagens dos relés digitais podemos destacar: (6) a) custo: no início apresentavam custo de dez a vinte vezes maior que os relés convencionais, porém ao longo dos anos o custo reduziu e o desempenho aumentou consideravelmente; b) confiabilidade e auto-diagnose: o relé digital monitora constantemente seus sistemas de hardware e software gerando alarmes quando detectada alguma anormalidade. Esta característica é um dos mais importantes argumentos técnicos a favor dessa tecnologia; c) integração digital: Os computadores e a tecnologia digital têm se tornado a base dos sistemas empregados nas subestações e a integração dosrelés digitais ocorre naturalmente; 3 4 2 1 5 3 4 2 1 5 25 d) flexibilidade funcional: O relé digital pode ser programado para executar diversas funções, tornando-se muitas vezes adaptativo às condições do sistema elétrico. Com a utilização dos relés digitais nas subestações, conjuntamente com a instalação de equipamentos de Global Positioning System (GPS), foi possível obter precisão melhor que um milissegundo no registro dos eventos. Isso representa um ganho considerável para as análises de ocorrências em relação aos sistemas antigos. O sistema GPS consiste de vinte e quatro satélites em seis diferentes órbitas organizados de forma a cobrir qualquer ponto do globo com pelo menos cinco satélites. Estes satélites possuem relógios atômicos sincronizados com outros relógios atômicos em estações de monitoramento na terra. Os satélites transmitem com um nível de potência baixo, dados de posicionamento e pulsos de sincronismo de tempo. Nos SEPs, o GPS é utilizado como fonte de sincronização e não pelas suas facilidades de posicionamento. (6) A informação de sincronização temporal é transmitida do GPS para os IEDs utilizando o sinal Inter Range Instrumentation Group format B (IRIG-B) ou os protocolos de sincronismo Simple Network Time Protocol (SNTP) e o IEEE 1588. 2.2 Sistemas de automação A evolução da automação principalmente em outras áreas da indústria, como a automotiva, trouxe experiência e inúmeros avanços ao setor elétrico. O desenvolvimento dos Controladores Lógicos Programáveis (CLP), que são dispositivos digitais programáveis para armazenar instruções e executar funções específicas para controlar processos, começou em 1968. Esse desenvolvimento resultou da necessidade constatada pela empresa norte americana General Motors de encontrar um forma rápida e ágil de alterar seus sistemas de controle, naquela época baseada em relés e que demandava dias ou semanas para implementar qualquer alteração em sua linha de montagem. Os primeiros CLPs foram instalados em 1969 e permitiram a redução dos custos de materiais, de mão de obra e de localização de falhas ao reduzirem a quantidade de painéis, relés e fiação. Atualmente as principais características dos CLPs são: (7) a) linguagem de programação de alto nível; b) simplificação nos quadros e painéis elétricos; c) confiabilidade operacional; d) funções avançadas; 26 e) comunicação em rede. A utilização dos CLP, para realizar funções como o controle de carga e tensão de transformadores de potência e a automação de Grupos Geradores de Emergência do serviço auxiliar da subestação, tornou-se frequente nos primeiros projetos de automação. Estes sistemas de automação trabalhavam isolados dos demais, e poucos recursos de supervisão remota eram oferecidos. O desenvolvimento da automação elétrica nas subestações está diretamente relacionado ao desenvolvimento dos relés digitais. Muitas aplicações deixaram de trabalhar isoladas e foram incorporadas aos demais sistemas da subestação, através de redes de comunicação ou através de funções agregadas aos relés de proteção. 2.3 Sistemas de supervisão e controle Um Sistema de Supervisão e Controle (SSC) é parte fundamental de praticamente qualquer sistema de automação de processos. O SSC surgiu com a função básica de fornecer uma interface amigável com os operadores do processo. No final da década de 60 começaram a surgir no setor elétrico brasileiro os primeiros sistemas de telessupervisão, que enviavam informações dos equipamentos instalados nas subestações até os centros de operação das empresas de energia. Nesta época, devido às limitações tecnológicas dos canais de telecomunicações, poucas informações eram encaminhadas de um nível ao outro, tais como: a) estados dos disjuntores; b) tensão, corrente, potência ativa e reativa dos bays. Facilidades de telecontrole sobre os equipamentos não estavam disponíveis nesses primeiros sistemas. Hoje muitas empresas adotam a operação remota de suas subestações a partir dos centros de operação, não mantendo portanto operadores em suas instalações. Esse procedimento leva a uma maior dependência dos sistemas de telecomunicações, que devem ser confiáveis e altamente disponíveis. 27 2.4 Os protocolos de comunicação Com o passar dos anos, inúmeros recursos foram surgindo, novos equipamentos foram instalados nas subestações e, dentro deste novo cenário, novos protocolos de comunicação foram sendo implementados no nível do processo, também denominado de comunicação horizontal, e na comunicação entre a subestação e os centros de controle, também denominado de comunicação vertical. Os protocolos de comunicação são regras entre dois dispositivos capazes de estabelecer um canal de comunicação para troca de dados. Basicamente são definidos por um conjunto de: a) formato de mensagens; b) serviços; c) procedimentos; d) endereçamento; e) convenção de nomes. Até a década de 80, cada fabricante desenvolvia seu próprio protocolo de comunicação, o que provocou a existência de sistemas operando de forma isolada dentro de uma mesma subestação, dificultando a integração, o gerenciamento e a manutenção. As dificuldades geradas por essa profusão de protocolos proprietários deu origem, por pressão dos usuários, a uma tendência no sentido da criação de protocolos abertos como o DNP 3.0 e a IEC 60870. No início da década de 90, o Electric Power Research Institute (EPRI) e o Institute of Electrical and Electronics Engineers (IEEE), começaram a definir um padrão conhecido por Utility Communications Architecture (UCA). Eles inicialmente focaram em intercontrole entre centros de operação e entre centros e subestações, produzindo então a especificação do Inter-Control Center Communications Protocol (ICCP). Esta especificação, posteriormente adotada pela IEC 60870-6 Telecontrol Application Service Element (TASE.2), tornou-se o protocolo padrão para o intercâmbio de dados em tempo real. Em 1994, EPRI e IEEE começaram a trabalhar na UCA versão 2.0 para dispositivos de campo. Em 1997, eles combinaram esforços com o Comitê Técnico 57 da IEC para criar um padrão internacional comum. Os esforços conjuntos criaram a atual norma IEC 61850. 28 A norma IEC 61850, contém a maioria da especificação da UCA 2.0, como as comunicações cliente/servidor e peer-to-peer, além de funcionalidades adicionais como o projeto e a configuração de subestações, ensaios e padrões. 2.5 O papel da norma IEC 61850 na modernização das subestações Por ser uma norma relativamente recente, a IEC 61850 ainda se encontra em evolução, contando para isso, com o esforço conjunto de fabricantes, instituições de pesquisa e órgãos normativos internacionais. Atualmente esta norma apresenta as seguintes características principais: (1) a) representa um conjunto de protocolos e critérios; b) está sendo adotada em diversos países; c) corresponde ao estado da arte da tecnologia digital na área de automação de subestações; d) permite uma completa integração entre os diversos equipamentos digitais inteligentes, através do uso de redes Local Area Network (LAN) de alta velocidade e de elevada confiabilidade, baseadas na tecnologia Ethernet; e) possibilita o compartilhamento das informações através do uso de tecnologias já largamente comprovadas como a linguagem Extensible Mark-up Language (XML), facilitando dessa forma, a implantação de funções de automação e de auxílio à operação e manutenção. Como elemento facilitador e indutor desta mudança de patamar tecnológico, ocorreram notáveis evoluções nos relés de proteção, nas Unidades de Aquisição e Controle (UAC) e nos outros equipamentos digitais como medidores e oscilógrafos, os quais transformaram-se em dispositivos inteligentes, denominados genericamente como Dispositivos Eletrônicos Inteligentes do inglês Intelligent Electronic Devices (IED). Estes dispositivos, além deagregarem mais recursos às tarefas de proteção, medição, oscilografia, são também capazes de participar das diversas funções de supervisão, controle e automação normalmente utilizadas em uma subestação. O advento da norma IEC 61850 veio uniformizar o uso de LAN para proteção e automação, permitindo a disponibilização das informações de interesse aos seus diferentes usuários, tais 29 como gerências regionais, gestão da manutenção e operação, engenharia da proteção, além das equipes de pré e pós-operação, centros de controle, tecnologia da informação etc. Adicionalmente, a norma IEC 61850 veio solucionar o problema das expansões dos sistemas digitalizados, oferecendo a garantia de interoperabilidade entre IEDs de fabricantes diferentes, eliminando a dependência de um único fornecedor e reduzindo drasticamente o tempo de implantação e os períodos de desligamentos necessários. Além de mudar o conceito técnico de operação dos sistemas ela introduz novos benefícios nas diversas fases de desenvolvimento de um sistema, como discutidas a seguir: a) projeto: o uso de ferramentas de especificação integradas e elementos de projeto padronizados reduzem o esforço envolvido no desenvolvimento de Sistemas de Automação de Subestações, com o beneficio agregado dos processos de documentação automatizados; b) implantação: geração automática de arquivos de configuração dos equipamentos; c) construção e instalação: redução significativa de cabos elétricos com a consequente redução dos erros de conexão desses cabos; d) comissionamento: capacidade de modelar e simular todo o sistema de uma subestação, reduzindo os testes no campo; e) documentação: fornece acesso digitalizado à documentação, sem a necessidade de recriar continuamente documentos e reduzindo problemas com diferentes bases de dados. Há de se enfatizar que alguns aspectos da automação de subestações estão fora do escopo da IEC 61850, pois dependem da característica de desenvolvimento de cada fabricante e de cada usuário. São eles: a) algoritmos internos do IED; b) funcionalidades de aplicação; c) topologia das redes de comunicação; d) métodos de configuração dos IED; e) métodos de análises e diagnósticos. 30 A IEC 61850 aborda diversos aspectos do projeto, implantação e ensaios do sistema de automação da subestação. Os aspectos abordados pela norma de maior interesse para este trabalho são brevemente comentados a seguir. 2.5.1 Requisitos gerais Os requisitos gerais da rede de comunicação são definidos na norma IEC 61850-3, com ênfase nos requisitos de qualidade. Este capítulo da norma também trata das condições ambientais e serviços auxiliares, com recomendações sobre a relevância de determinados requisitos de outras normas e especificações. Exigências de qualidade são definidas em detalhes, como a confiabilidade, disponibilidade, manutenção, segurança, integridade de dados e outros que se aplicam aos sistemas de comunicação que são usados para monitoramento e controle de processos dentro da subestação. (9) 2.5.2 A estrutura dos dados A norma IEC 61850 padronizou a informação sendo que o transporte dos dados ficou a cargo da tecnologia das redes TCP/IP, largamente difundida e utilizada nos dias atuais. A IEC 61850, assim como o TASE2/ICCP, são originários da arquitetura UCA 2.0 que é mapeada na especificação Manufacturing Message Specification (MMS), definida nas normas ISO/9506-1 e ISO/9506-2. Também como o TASE2/ICCP, e diferente de todos os outros protocolos, a IEC 61850 não utiliza números ou índices numéricos para endereçamento dos seus objetos de dados de tempo real, mas sim nomes. Contudo, diferente do TASE2/ICCP, cujos nomes de objetos não adotam uma padronização, porque se referenciam a pontos genéricos dos tipos digital, analógico, discreto ou de controle, a IEC 61850 define um dicionário de nomes e uma estrutura hierárquica de objetos que não se referenciam a pontos, mas a equipamentos do sistema elétrico, como chaves, seccionadores, disjuntor, proteção de sobrecorrente, proteção diferencial e outros. Como no exemplo da figura 4 que representa o estado de um disjuntor, os pontos são classificados hierarquicamente em: a) dispositivo físico ou Physical Device; b) dispositivo lógico ou Logical Device; 31 c) nós lógicos ou Logical Nodes; d) objeto de dados ou Data Objects; e) atributos dos dados ou Data Attributes. Figura 4 - Estrutura de dados definida pela norma 2.5.3 Serviços de mensagens da norma IEC 61850 O serviço de comunicação denominado de Generic Object Oriented Substation Event (GOOSE) disponibiliza ao usuário um serviço de mensagens de controle de alta velocidade. Tem a característica de transmitir mensagens com estados, controles e medidas analógicas através da rede para uso por outros dispositivos em comunicações horizontais - peer-to-peer. Como o GOOSE não opera na camada de transporte do modelo Open Systems Interconnection (OSI), a confirmação do recebimento das mensagens não é realizada. Dessa forma, para aumentar a probabilidade de que outros dispositivos recebam os dados, os IEDs enviam por exemplo uma mensagem GOOSE com um evento, repetidamente conforme os tempos T1, T2 e T3 mostrados na figura 5. (10) 32 Figura 5 – Característica de transmissão das mensagens GOOSE Onde: a) T0: retransmissão do GOOSE em condições estáveis; b) T(0): retransmissão do GOOSE interrompida por um evento; c) T1: retransmissão do evento em períodos curtos; d) T2 e T3: retransmissão do evento em períodos curtos até atingir a estabilidade. O modelo GOOSE utiliza os dados que são publicados de forma agrupada em conjuntos de dados, conhecidos por data sets, conforme mostrado na figura 6. (11) Muitos dados, como por exemplo analógicos, binários ou valores inteiros, e seus atributos de qualidade, podem ser usados para compor os data sets. Figura 6 – Mensagem GOOSE publicada em data sets Cada mensagem GOOSE enviada, também inclui em um único pacote parâmetros de comunicação como VLAN ID, prioridade definida pela norma 802.1Q, e um endereço Media Access Control (MAC) Multicast. Este endereço hexadecimal de seis octetos denominado de Multicast tem pela norma a seguinte recomendação: (10) a) os três primeiros octetos são definidos pela IEEE como 01-0C-CD; 33 b) o quarto octeto deve ser 01 para GOOSE, 02 para Generic Substation Status Event (GSSE) e 04 para Sampled Values; c) os dois últimos octetos devem ser utilizados individualmente pelo intervalo definido na tabela 1. Na tabela 1, são apresentados os intervalos dos endereços Multicast. Tabela 1 –Endereçamento multicast recomendado pela norma Serviço Início Fim GOOSE 01-0C-CD-01-00-00 01-0C-CD-01-01-FF GSSE 01-0C-CD-02-00-00 01-0C-CD-02-01-FF Sampled Values 01-0C-CD-04-00-00 01-0C-CD-04-01-FF As principais características da mensagem GOOSE são: a) característica publicador/assinante (publisher/subscriber); b) múltiplos consumidores requerem endereços MAC multicast; c) não utiliza IP, portanto não há camada de rede nem camada de transporte do modelo OSI; d) não é roteável; e) multicast para muitos consumidores dentro da LAN apenas. Além do serviço de mensagens prioritárias GOOSE, a IEC 61850 também disponibiliza um serviço de comunicação vertical, cliente/servidor, denominado MMS, que provê serviços em tempo real de transferência de dados na camada de aplicação dentro de uma LAN da subestação. O MMS foi desenvolvido como um protocolo de troca de dados independente para redes industriais na década de 1980 e foi padronizado pela ISO 9506. Características do protocolo MMS: a) característica cliente/servidor (client/server); b) um específico consumidor requer endereço MAC unicast; c) utiliza IP portanto, provê camada de transporte e camada de rede do modelo OSI; d) MMS é roteável para consumidores da LAN ou WAN. 34 2.5.4 Configuração da arquiteturade comunicação Considerando a existência na norma, de um dicionário padronizado de nomes e também de uma estrutura hierárquica de objetos, outra importante funcionalidade introduzida pela IEC 61850 foi a definição de um formato padronizado, derivado do padrão Common Information Model (CIM), para troca de informações de configuração, para ser utilizado em arquivos intercambiados entre as ferramentas de configuração de equipamentos e sistemas de diferentes fabricantes. Substation Configuration Language (SCL) é uma configuração baseada em XML, linguagem utilizada para apoiar o intercâmbio de dados de configuração do banco de dados entre ferramentas diferentes, que podem ser fornecidos por diferentes fabricantes. São definidos na parte 6 da norma, quatro diferentes tipos de arquivos SCL utilizados na fase de projeto para compor a arquitetura da subestação, ilustrados na figura 7: a) System Specification Description (SSD): funções do Sistema de Potência; b) Substation Configuration Description (SCD): definição completa da subestação, com arquitetura de rede de comunicação; c) IED Capability Description (ICD): descreve os dados suportados por um tipo de IED; d) Configured IED Description (CID): descreve a configuração de um IED específico. Figura 7 - Arquivos padronizados pela IEC 61850 O arquivo ICD descreve os recursos de um IED, incluindo informações sobre Logical Nodes (LN) e definição do GOOSE. O arquivo SSD descreve o diagrama unifilar da subestação e os LNs necessários. O arquivo SCD contém informações sobre todos os IEDs, dados da configuração das comunicações, e uma descrição da subestação. O arquivo CID, que pode existir em várias instâncias em uma arquitetura de subestação, descreve um único IED instanciado dentro do projeto, e inclui informações de endereço. 35 3 Subestações compartilhadas São subestações que devido às resoluções da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), têm seus equipamentos e instalações compartilhadas por empresas de geração, transmissão e distribuição de energia envolvidas. Subestações com esta configuração estão sendo instaladas, no estado de São Paulo, em usinas de biomassa que utilizam turbogeradores movidos através da queima do bagaço da cana-de- açúcar e que acessam o sistema elétrico através do seccionamento de uma linha de transmissão ou através de conexão direta a uma subestação por linha de transmissão de uso exclusivo, com a finalidade de vender a energia excedente da sua produção. Neste capítulo serão apresentadas as resoluções e leis que determinam os meios para acesso ao sistema de transmissão, as características de uma subestação de seccionamento e os meios de compartilhamento de informações utilizados entre os agentes. 3.1 O acesso ao SIN Segundo o artigo 15 da Lei 9.074, de 1995 o livre acesso é o direito de qualquer agente, carga ou geração, de se conectar e fazer uso da rede elétrica, não condicionada à comercialização de energia, mediante ressarcimento do custo do transporte envolvido. A compra e venda da energia elétrica é contratada separadamente do acesso e uso da rede elétrica conforme o artigo 9º da Lei 9.648, de 1998. Para os acessos à rede básica, definida pela ANEEL como os sistemas de transmissão operando com tensões a partir de 230kV, as empresas devem atender à Resolução Normativa (REN) N° 67 de 8 de junho de 2004 da ANEEL; para os acessos às Demais Instalações de Transmissão (DIT), redes abaixo de 230kV, que é o caso para as usinas de biomassa em estudo, as RENs que se aplicam são a N° 68 de 8 de junho de 2004 e a N° 312 de 6 de maio de 2008. O acesso aos sistemas de transmissão e de distribuição, segundo o artigo 10 da REN N° 281 de 1° de outubro de 1999, é regido pelos Procedimentos de Rede, Procedimentos de Distribuição, pelos contratos celebrados entre as partes e pelas normas e padrões específicos de cada concessionária ou permissionária. As empresas concessionárias de energia seguem os 36 procedimentos estabelecidos pelos agentes envolvidos, pelo Operador Nacional do Sistema (ONS) e pela ANEEL, iniciando todo o processo pela Consulta de Acesso. A Consulta de Acesso permite ao acessante iniciar os estudos de viabilidade de seu empreendimento. Nesta fase ele identifica os pontos de conexão de interesse e a transmissora informa as suas características. Os estudos, desenvolvidos pelo acessante, para definição do ponto de conexão, são embasados na melhor alternativa técnica e econômica, isto é, utiliza o critério para avaliação de alternativas tecnicamente equivalentes para integração das centrais geradoras, segundo o qual é escolhida aquela de menor custo global de investimentos. Nesse custo global são considerados as instalações de conexão de responsabilidade do acessante, os reforços nas redes de transmissão e distribuição e os custos das perdas elétricas. A transmissora em conjunto com a distribuidora local e o ONS elaboram em seguida o Termo de Referência. Após a consulta, são celebrados outros documentos, sendo os principais: a) Parecer de Acesso; b) Contrato de Conexão à Transmissão (CCT); c) Contrato de Conexão à Distribuição (CCD); d) Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST); e) Contrato de Uso do Sistema de Distribuição (CUSD); f) Declaração para operação comercial. 3.2 Resoluções normativas da ANEEL Segundo a ANEEL, as resoluções de caráter normativo são atos regulamentares de alcance ou interesse geral, voltados às atividades do setor elétrico e tem por objeto o estabelecimento de diretrizes, obrigações, encargos, condições, limites, regras, procedimentos, requisitos ou quaisquer direitos e deveres dos agentes e usuários desse serviço público. (12) Portanto, a ANEEL determina através de duas resoluções, a primeira N° 68 de 8 de junho de 2004 e a segunda em atualização à 68, N° 312 de 6 de maio de 2008, como devem ser executados os acessos destes auto-produtores de energia ao sistema de transmissão não pertencente à rede básica. 37 3.2.1 Resolução normativa N° 68 da ANEEL Publicada em 2004, esta resolução estabelece os procedimentos para a implementação de reforços nas DITs, não integrantes da Rede Básica, e para a expansão das instalações de transmissão de âmbito próprio, de interesse sistêmico, das concessionárias ou permissionárias de distribuição, e dá outras providências. (13) 3.2.2 Resolução normativa N° 312 da ANEEL Publicada em 2008, esta resolução altera a REN nº 68, de 8 de junho de 2004, e estabelece os procedimentos para acesso e implementação de reforços nas DITs, não integrantes da Rede Básica, e para a expansão das instalações de transmissão de âmbito próprio, de interesse sistêmico, das concessionárias ou permissionárias de distribuição, e dá outras providências. Dentre as principais alterações, ela estabelece o termo “acesso” para o uso dos sistemas de transmissão por empresas e ainda que este acesso deve ser feito através de seccionamento e não mais por derivação de uma linha de transmissão. (14) 3.3 Acesso às DITs Este tipo de acesso é o mais frequente para as usinas de biomassa que se conectam ao sistema de transmissão no estado de São Paulo, já que grande parte da malha elétrica paulista é da classe de 138kV. Conforme REN N° 68 da ANEEL, já atualizada com a REN N° 312, as diretrizes para acesso são: Art. 4º-A A conexão por meio de seccionamento de linha integrante das DIT deverá ser, ressalvado o disposto nos §§ 8º e 9º deste artigo, autorizada em favor da concessionária de transmissão proprietária da linha. § 8° O acessante, no caso de consumidor livre, central geradora ou importador e/ou exportador de energia, a seu critério e mediante manifestação formal até 90 (noventa) dias após a emissão do Parecer de Acesso pelo ONS, poderá implementar o módulo geral, o barramento, o módulo de manobra para sua conexão, as entradas e as extensões de linha, associados ao seccionamento,sendo que: I - o consumidor livre, central geradora ou importador e/ou exportador de energia deverá elaborar o projeto básico e o executivo, além de especificar os equipamentos, em observância aos Procedimentos de Rede, aos Procedimentos de Distribuição e às normas e padrões técnicos das 38 concessionárias ou permissionária para as quais serão transferidas as instalações; II - o consumidor livre, central geradora ou importador e/ou exportador de energia deverá, sem direito à indenização, transferir à concessionária de transmissão proprietária da linha seccionada, para fins de vinculação à respectiva concessão, as entradas e as extensões de linha associadas ao seccionamento, os equipamentos necessários para adequações nos terminais da linha seccionada, referentes aos sistemas de telecomunicação, proteção, comando e controle, e sobressalentes necessários à manutenção das instalações a serem transferidas; III - a concessionária de transmissão proprietária da linha seccionada deverá verificar a conformidade das especificações e projetos, participar do comissionamento das instalações que serão vinculadas à sua concessão e instalar os equipamentos necessários para adequações nos terminais da linha seccionada, referentes aos sistemas de telecomunicação, proteção, comando e controle, de forma a não comprometer o cumprimento do cronograma de implantação, sendo essas atividades ressarcidas pelo consumidor livre, central geradora ou importador e/ou exportador de energia, no valor de 3,0% (três por cento) do custo de construção efetivamente realizado dos ativos transferidos, por este informado; IV - será estabelecida parcela adicional da Receita Anual Permitida (RAP) em favor da concessionária de transmissão proprietária da linha seccionada, destinada a cobrir os custos de referência para a operação e manutenção das instalações transferidas, a ser considerada no cálculo da tarifa de uso; V - o consumidor livre, central geradora ou importador e/ou exportador de energia deverá, sem direito à indenização, transferir à concessionária ou permissionária de distribuição responsável pela área relativa ao acesso, para fins de vinculação à respectiva concessão ou permissão, o módulo geral, o barramento e o módulo de manobra para conexão; VI - a concessionária ou permissionária de distribuição responsável pela área relativa ao acesso deverá verificar a conformidade das especificações e projetos e participar do comissionamento das instalações que serão vinculadas à sua concessão ou permissão, de forma a não comprometer o cumprimento do cronograma de implantação, não cabendo cobrança pela execução destes serviços; VII - o consumidor livre, central geradora ou importador e/ou exportador de energia deverá celebrar CCD com a concessionária ou permissionária de distribuição responsável pela área relativa ao acesso; VIII - a concessionária ou permissionária de distribuição se tornará acessante a DIT e deverá celebrar CCT com a concessionária de transmissão proprietária da linha seccionada; IX - os custos de referência para operação e manutenção das instalações transferidas à concessionária ou permissionária de distribuição serão considerados no cálculo da tarifa de uso; e X - as transferências ocorrerão pelo custo de construção efetivamente realizado, sendo estes custos informados pelo cedente, e se darão de forma não onerosa para a concessionária ou permissionária, devendo ser registradas no ativo imobilizado da cessionária e ter como contrapartida Obrigações 39 Vinculadas à Concessão do Serviço Público de Energia Elétrica (Obrigações Especiais)”. § 9° O acessante, no caso de concessionária ou permissionária de distribuição para atendimento ao seu mercado cativo, deverá implementar o módulo geral, o barramento e o módulo de manobra para sua conexão, que passarão a fazer parte de sua concessão ou permissão.” Art. 4°-C O acesso de central geradora às DIT somente será permitido por meio de seccionamento de linha ou conexão em barramento existente, conforme estabelecido nos arts. 4º-A e 4º-B. Conforme também o artigo 4ºG, inciso III, a conexão em derivação, e não através de seccionamento, só é permitida em linhas pertencentes às concessionárias e permissionárias de distribuição em tensões iguais a 69kV. 3.4 Resoluções autorizativas da ANEEL Resolução Autorizativa (REA) é a publicação da ANEEL, correspondente a cada empreendimento, onde são especificadas as características técnicas das instalações para a geração de energia elétrica, bem como das instalações de transmissão de interesse restrito da central geradora, prazo de vigência da outorga correspondente e, quando devido, o cronograma de implantação a ser cumprido. 3.5 Cogeração Segundo o artigo 3° da resolução ANEEL N° 235 de 14 de novembro de 2006, cogeração é o “processo operado numa instalação específica para fins da produção combinada das utilidades calor e energia mecânica, esta geralmente convertida total ou parcialmente em energia elétrica, a partir da energia disponibilizada por uma fonte primária”. Ou seja, é uma prática de conservação de energia e de racionalidade energética. Até meados do século passado a cogeração era muito usada nas indústrias, devido ao fato de ser rara a produção de energia elétrica em grande escala pela inexistência de uma tecnologia eficiente. Naquela época era comum o próprio consumidor instalar sua central de geração de energia. Com o avanço da tecnologia surgiram novos métodos de produção de energia, a construção de grandes centrais de geração de energia elétrica e a interligação de sistemas elétricos. Com o apoio dessas grandes centrais, tornou-se possível o fornecimento de energia 40 elétrica em abundância e com baixo custo, tornando o sistema de cogeração limitado a sistemas isolados, o que o levou a perder gradualmente a participação no mercado. Por outro lado, com o aumento da demanda de energia elétrica, somado às cobranças da qualidade do fornecimento, às preocupações com o meio ambiente e à sustentabilidade, os grandes sistemas centralizados de geração de energia passaram a ser requisitados em novas condições de operação e começaram a dar indícios de vulnerabilidade. Os olhares então se voltaram novamente para o sistema de cogeração, que passou a ser estimulado e, consequentemente aperfeiçoado. A cogeração, por apresentar proximidade com a unidade consumidora, dispensa a instalação de longas linhas de transmissão, reduzindo os impactos ao meio ambiente. 3.5.1 Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica Dentre os inúmeros projetos de usinas de biomassa alguns são participantes do Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica (PROINFA), do Ministério de Minas e Energia do Governo Federal, que conforme descrito no Decreto nº 5.025, de 2004, o PROINFA foi instituído com o objetivo de aumentar a participação da energia elétrica produzida por empreendimentos concebidos com base em fontes eólica, de biomassa e pequenas centrais hidrelétricas (PCH) no SIN. Coube ao Ministério de Minas e Energia (MME) definir as diretrizes, elaborar o planejamento do Programa e definir o valor econômico de cada fonte e às Centrais Elétricas Brasileiras S.A. (Eletrobrás) o papel de agente executora, com a celebração de contratos de compra e venda de energia. Para tanto, foi estabelecido que o valor pago pela energia elétrica adquirida, além dos custos administrativos, financeiros e encargos tributários incorridos pela Eletrobrás na contratação desses empreendimentos, fossem rateados entre todas as classes de consumidores finais atendidas pelo SIN, com exceção dos consumidores classificados na subclasse residencial Baixa Renda (consumo igual ou inferior a 80 kWh/mês). O Programa prevê a implantação de cento e quarenta e quatro usinas, totalizando 3.299,40 MW de capacidade instalada, sendo 1.191,24 MW provenientes de sessenta e três pequenascentrais hidrelétricas, 1.422,92 MW de cinquenta e quatro usinas eólicas, e 685,24 MW de 41 vinte e sete usinas a base de biomassa. Toda essa energia tem garantia de contratação por vinte anos pela Eletrobrás. (15) Embora algumas ações do governo para impulsionar a cogeração tenham ocorrido, tais como planos de financiamentos especiais criados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e a criação do PROINFA, estas ações ainda não foram suficientes para aumentar a oferta deste tipo de energia, devido, muitas vezes, à burocracia e aos problemas com licenças ambientais. (16) 3.5.2 Usinas termelétricas de biomassa Em geral, denominam-se biomassa aqueles recursos naturais que podem ser processados para fornecer formas bioenergéticas mais elaboradas e adequadas para o uso final. Portanto, seriam exemplos de fontes de bioenergia a lenha e os resíduos de serrarias, o bagaço da cana-de- açúcar, o carvão vegetal, o biogás resultante da decomposição anaeróbia de lixo orgânico e outros resíduos agropecuários, bem como os biocombustíveis líquidos, como o bioetanol e o biodiesel. (17) Tendo em vista que a matriz elétrica brasileira passa por uma fase de transição devido à necessidade de complementação da geração hídrica com fontes eficientes de energia elétrica, a bioeletricidade gerada pelas usinas de açúcar torna-se uma fonte de energia intrinsecamente complementar à geração hídrica. Isto ocorre porque a safra de cana-de-açúcar coincide com o período de seca, isto é, quando os níveis dos reservatórios das usinas hidrelétricas localizadas no sul e sudeste do país, estão mais baixos. (18) O princípio de funcionamento de uma usina termelétrica de energia (UTE), consiste em utilizar a queima de combustíveis, através do ciclo Rankine, para aquecer a água em uma caldeira e utilizar o vapor em alta pressão resultante para movimentar as turbinas, gerando assim eletricidade. No caso das usinas de açúcar, cada tonelada de cana utilizada na produção de açúcar e álcool, gera em torno de duzentos e cinquenta quilos de bagaço que é queimado neste processo. (19) Além do bagaço também é comum utilizar a palha e a ponta da cana para queima. Atualmente (2011) existem trezentas e trinta e quatro usinas termelétricas de cana-de-açúcar em todo o país, gerando 6.455.556 kW (20), sendo todas auto-suficientes em energia elétrica. No estado de São Paulo, maior produtor de cana-de-açúcar do país, responsável por 60% de 42 toda produção (21), existem cento e setenta e nove usinas (20), e dez destas usinas, hoje já conectadas através de seccionamentos, injetam energia diretamente no sistema de transmissão da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP). Informações destas dez usinas, em ordem de entrada em operação, estão no anexo A. Dados da ANEEL de 2011 apontam dezesseis usinas em construção e trinta e cinco com outorga para construção, totalizando 2.830.011 kW de geração. Destas cinquenta e uma usinas, dezessete estão no estado de São Paulo. (21) 3.6 Arranjo físico das subestações compartilhadas Como já mencionado, a subestação em estudo é inserida no sistema através do seccionamento de uma linha de transmissão existente, próxima à usina de açúcar. O arranjo padrão de uma subestação, conforme a figura 8, que atende a um acessante é composto de: (22) a) dois bays de linhas de transmissão; b) duas barras; c) um bay de disjuntor de paralelo; d) um bay de transformador. Além dos equipamentos auxiliares: a) dois serviços auxiliares de corrente contínua; b) um serviço auxiliar de corrente alternada; c) um grupo gerador de emergência. A área e os equipamentos internos da subestação que se conectam ao turbo gerador do acessante não serão detalhados neste trabalho. 43 Figura 8 – Diagrama unifilar de uma subestação padrão para seccionamento em 138kV 44 Descrição dos equipamentos da subestação de 138kV: 29-1: Chave de aterramento do bay da linha de transmissão 1 29-2: Seccionador de entrada do bay da linha de transmissão 1 29-3: Chave de aterramento do bay da linha de transmissão 2 29-4: Seccionador de conexão da linha de transmissão 1 à barra 1 29-6: Seccionador de conexão da linha de transmissão 1 à barra 2 29-8: Seccionador de bay-pass do disjuntor 1 da transmissora 29-10: Seccionador de entrada do bay da linha de transmissão 2 29-12: Seccionador de conexão da linha de transmissão 2 à barra 1 29-14: Seccionador de conexão da linha de transmissão 2 à barra 2 29-16: Seccionador de bay-pass do disjuntor 2 da transmissora 29-18: Seccionador de entrada do bay da UTE 29-20: Seccionador de conexão da UTE à barra 1 29-22: Seccionador de conexão da UTE à barra 2 29-24: Seccionador de bay-pass do disjuntor 3 da distribuidora 29-26: Seccionador da barra 1 para isolar o disjuntor de paralelo da distribuidora 29-28: Seccionador da barra 2 para isolar o disjuntor de paralelo da distribuidora 52-1: Disjuntor do bay da linha de transmissão 1 52-2: Disjuntor do bay da linha de transmissão 2 52-3: Disjuntor do bay da UTE pertencente à distribuidora 24-1: Disjuntor de paralelo da distribuidora para interligação das barras 1 e 2 3.7 Funções de proteção aplicadas na subestação compartilhada As funções de proteção presentes em um projeto de subestação compartilhada, são aplicadas segundo estudos da característica de carregamento da região, da seletividade, dos níveis de curto circuito, das condições operativas e conforme requisitos estabelecidos nos procedimentos de rede do ONS que são documentos de caráter normativo elaborados com 45 participação dos agentes, e aprovados pela ANEEL, que definem os procedimentos e os requisitos necessários à realização das atividades de planejamento da operação eletroenergética, administração da transmissão, programação e operação em tempo real no âmbito do SIN. Para o nível de tensão de 138kV, as funções de proteção utilizadas na subestação de seccionamento são descritas a seguir. 3.7.1 Proteção de Distância Proteção de distância é a proteção primária das linhas de transmissão da subestação. Tem a função de detectar curto circuitos ao longo do circuito através do cálculo da impedância. Basicamente, através da medição da tensão e da corrente de curto, para uma falta em qualquer ponto da linha, a proteção calcula a relação entre estas medidas, indicando a impedância do curto, que é proporcional à distância da instalação ao local da perturbação. Os relés de proteção são configurados normalmente com quatro zonas de alcance para detecção de curtos fase-terra e curtos fase-fase, sendo uma zona reversa. 3.7.2 Religamento automático das linhas A maioria dos defeitos nas linhas aéreas de transmissão são transitórios, como os produzidos por descargas atmosféricas. Nesse caso, basta desligar e ligar novamente a linha para que o defeito seja eliminado. O emprego do religamento automático nestas linhas, para atuações da proteção de distância quando detectado o defeito dentro da primeira zona, traz uma significativa melhoria na continuidade dos serviços de transmissão. 3.7.3 Proteção de sobrecorrente direcional Em certas configurações do SEP verifica-se que com simples relés de sobrecorrente temporizados, protegem-se adequadamente linhas de transmissão radiais. No entanto, a proteção de linhas alimentadas por ambas as extremidades, ou em anel, requer relés de sobrecorrente temporizados com elementos adicionais de direção. Isto quer dizer que o disparo do disjuntor deve ocorrer somente quando a corrente de curto circuito tem uma 46 direção particular em cada localização. Esta direção não tem relação com a direção da corrente normal de carga, que poderá circular ora num sentido, ora no outro. (3) Para faltas de alta impedância, que provocam correntes de curto circuito cujos
